Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Известен гелеобразующий состав, включающий полиакриламид, фенолоспирт и воду (А.С. РФ №1770547, Е 21 В 33/138, 1992). Однако указанный состав имеет длительные сроки начала гелеобразования при температуре ниже 80°С, а при температуре ниже 50°С гель вообще не образуется.
Наиболее близким к предлагаемому является гелеобразующий состав, включающий анионный полимер, алифатический или ароматический спирт, соль поливалентного металла и воду (Пат. РФ №2112874 С1, опубл. 1998). Однако этот состав имеет относительно низкую стабильность и прочность гелей, особенно при повышенных температурах, вследствие достаточно активного протекания термоокислительной деструкции полимера и относительной свернутости его макромолекул в среде с низкими значениями рН среды (от 0,5 до 2,5), что снижает технологические свойства состава.
Целью данного изобретения является повышение технологических свойств гелеобразующего состава за счет увеличения его реологической "жесткости", а также прочностных и стабилизирующих свойств геля при прочих равных условиях.
Поставленная цель достигается тем, что данный гелеобразующий состав дополнительно содержит щелочной агент, обеспечивающий рН состава более 7,0, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
В качестве водорастворимого карбоксилсодержащего полимера используют полиакриламид (ПАА), полимеры и сополимеры акриловой и метакриловой кислоты, гидролизованный полиакрилонитрил (ГИПАН), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и т.п.
В таблице 1 приведены данные, иллюстрирующие свойства предложенного гелеобразующего состава (ГОС) в сравнении с прототипом.
Пример 1. В 97,489 г воды последовательно растворили 2,0 г бихромата калия, 0,01 г фенолоспирта (СФЖ-3102), 0,001 г NaOH и 0,5 г полиакриламида с молекулярной массой 17·106 и степенью гидролиза 23%. Водородный показатель состава равен 7,2. Состав термостатировали при температуре 80°С. Время гелеобразования составило 1 час. (Таблица 1, опыт 1).
Пример 2. В 96,486 г воды последовательно растворили 0,5 г бихромата натрия, 1,0 г фенолоспирта (СФЖ-3102), 0,014 г NaOH и 2,0 г КМЦ-700. Водородный показатель состава равен 8,1. Состав термостатировали при температуре 50°С. Время гелеобразования составило 5 часов. (Таблица 1, опыт 4).
Пример 3. 99,29 г воды последовательно растворили 0,01 г полиакриламида с молекулярной массой 17·106 и степенью гидролиза 23%, 0,5 г фенолоспирта (СФЖ-3102), 0,1 г соляной кислоты (24%-ной) и 0,1 г бихромата натрия. Водородный показатель состава равен 1,5. Состав термостатировали при 80°С. Время гелеобразования составило 1 час. Через 48 часов наблюдали синерезис геля. (Таблица 1, опыт 9).
Остальные опыты, приведенные в таблице 1, проведены аналогичным образом.
Следует отметить следующее. Порядок растворения реагентов состава может быть любым, но для ускорения растворения полимера желательно перед ним растворить щелочной агент.
Предлагаемый состав может быть модифицирован дополнительным введением наполнителей, например бентонитового глинопорошка, отходов производства синтетических смол и полимеров, силикатов различных видов, в том числе и гидрофобных, керогена, мела и т.п.
Дополнительно состав также, в случае необходимости, может содержать добавки ПАВ и минеральных солей.
С целью генерирования в составе газа он дополнительно может содержать щелочерастворимые металлы, например алюминий, магний и т.п.
Для ускорения отверждения состава при относительно больших концентрациях фенолоспирта могут использоваться добавки фенолрезорциновых смол, например ФР-101Т.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Гелеобразующий состав для изоляционных работ в скважине | 1989 |
|
SU1730432A1 |
МНОГОЦЕЛЕВОЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ | 2013 |
|
RU2547528C2 |
Способ изоляции водогазопритоков в скважинах | 2002 |
|
RU2219328C1 |
Гелеобразующий тампонажный состав для закупоривания пластов | 1980 |
|
SU909125A1 |
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ | 2014 |
|
RU2560037C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН | 1998 |
|
RU2131022C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2431741C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2424426C1 |
Способ изоляции водогазопритоков | 2002 |
|
RU2219327C1 |
СПОСОБ ПРИМЕНЕНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ | 2007 |
|
RU2352771C2 |
Изобретение относится к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных, нагнетательных и газовых скважин. Технический результат - повышение технологических и изолирующих свойств гелеобразующих составов на основе карбоксилсодержащих полимеров, фенолоспиртов и хроматов в водной среде. Гелеобразующий состав, включающий водорастворимый карбоксилсодержащий полимер, фенолоспирт, хроматы и воду, дополнительно содержит щелочной агент, обеспечивающий рН состава более 7,0, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: водорастворимый карбоксилсодержащий полимер - 0,002-15, хроматы - 0,001-2,0, фенолоспирт - 0,01-65,0, щелочной агент - 0,001-1,0, вода - остальное. 1 табл.
Гелеобразующий состав, включающий водорастворимый карбоксилсодержащий полимер, фенолоспирт, хроматы и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит щелочной агент, обеспечивающий рН состава более 7,0, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ | 1995 |
|
RU2112874C1 |
Авторы
Даты
2005-09-27—Публикация
2004-04-19—Подача